Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ. Способ включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК). Спускают обсадную колонну, проводят работы по цементированию и креплению ствола скважины. Ожидают затвердение цемента. Спускают перфоратор до уровня ВНК, проводят перфорацию. Спускают компоновку на насосно-компрессорных трубах (НКТ), состоящую из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки производят сброс шара в НКТ. Закачивают тампонажный состав в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии. Тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава производят отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускают бурильную колонну с фрезой. Разбуривают компоновку. Вымывают металлическую стружку и остатки тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставят цементный мост. В скважину спускают перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта. Скважину перфорируют и выводят на режим. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.

В последние годы на территории Западной Сибири открываются глубокоза-легающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных и газовых залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.

Увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона [Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.].

С целью предупреждения конусообразования, особенно при эксплуатации однородных коллекторов, между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта устанавливаются водонепроницаемые экраны. Установка искусственных непроницаемых экранов, как правило, не дает существенного эффекта, так как не удается создать экран большой протяженности по радиусу от оси скважины. К тому же при водонапорном режиме, когда напор подошвенных вод является основным источником энергии при вытеснении нефти, стационарное положение экрана ограничивает его (режим) энергетические возможности созданием больших гидравлических сопротивлений.

В настоящее время существует множество способов и устройств для проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известно устройство для изоляции пластов в скважине [Патент РФ изобретение №2071545], включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом, и обратные клапаны, при этом устройство снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера, муфтой и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, помещенных между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в нее кольцевого конуса верхнего пакера.

Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей, недостаточная надежность, связанная со сложным принципом работы устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для отключения притока пластовой воды в скважинах с горизонтальным забоем [Патент РФ на полезную модель №30158], включающее спускаемые на колонне НКТ надувные пакеры, при этом один из концов НКТ заглушен с целью обеспечения одновременной пакеровки ствола скважины, а другой присоединен к эксплуатационному оборудованию, при чем в насосно-компрессорных трубах выполнены каналы напротив продуктивных пластов, при этом в НКТ напротив надувных пакеров выполнены дополнительные отверстия, которые снабжены прямыми клапанами и механизмом сброса давления для каждого надувного пакера. В каналах НКТ установлены обратные клапаны, а внутри НКТ установлен глубинный насос, при чем НКТ дополнительно снабжены центраторами, которые расположены в непосредственной близости к надувным пакерам.

Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей (центраторы, а также прямые и обратные клапаны), высокие затраты на монтаж (а также демонтаж) и обслуживание устройства в процессе эксплуатации, т.к. эксплуатационное оборудование включено в состав устройства для отключения притока пластовой воды, поэтому в случае его поломки, необходимо извлекать все устройство целиком из скважины.

Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, а также повышением надежности работы устройства для его осуществления.

Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания качественного водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта, повышение эффективности водоизоляционных работ.

Новизна изобретения заключается в применении компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м. Надувные пакеры имеют корпусы, в которых имеются каналы в виде отверстий для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости, находящиеся между корпусами и резиновыми уплотнительными элементами Резиновые уплотнительные элементы прикреплены к корпусам пакеров с помощью стопорных колец на резьбовых соединениях. В нижнем пакере внутри над буртиком расположена пружина, сверху которой находится подвижная втулка. Сверху подвижная втулка внутри пакера подпирается выступом. Подвижная втулка имеет седло.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины, ожидание времени затвердевания цемента, спуск перфоратора до уровня ВНК, проведение перфорации, спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки, производится сброс шара в НКТ, производится закачка тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ, после этого в скважину спускается бурильная колонна с фрезой, проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставится цементный мост, в скважину спускается перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта, скважина перфорируется и выводится на режим.

При этом в качестве водоизоляционного состава предлагается использовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода -остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].

Способ реализуется следующим образом.

Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины (1), вскрытие нефтенасыщенной части (2) и водонасыщенной части (3) пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (4) (ВНК), спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины (1), ожидание времени затвердевания цемента (ОЗЦ), спуск перфоратора (5) (например, кумулятивного действия) на кабеле до уровня ВНК (4) и проведение перфорации (6) (фиг. 1).

Спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах (7), состоящей из двух пакеров (8) и (9) надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений (10) и (11) прикреплен перфорированный патрубок (12) длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК (4). Надувные пакеры имеют корпусы (13) и (14), в которых имеются каналы в виде отверстий (15) и (16) для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости (17) и (18), находящиеся между корпусами (13)и(14)и резиновыми уплотнительными элементами (19) и (20). Резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) прикреплены к корпусам пакеров (13) и (14) с помощью стопорных колец (21) и (22) на резьбовых соединениях. В нижнем пакере (8) внутри над буртиком (23) расположена пружина (24), сверху которой находится подвижная втулка (25). Сверху подвижная втулка (25) внутри пакера (8) подпирается выступом (26). Подвижная втулка (25) имеет седло (27) (фиг. 2).

После спуска компоновки, производится сброс шара (28) в НКТ (7), шар (28) проходя через колонну НКТ (7), верхний пакер (9), попадает в седло (27) подвижной втулки (25), находящейся внутри пакера (7). После этого производится закачка (29) тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ (7) (фиг. 3).

При закачке шар (28), находящийся в седле (27) под действием гидравлического давления тампонажного состава сдавливает подвижную втулку (25) пакера (8), происходит сжатие пружины (24), расположенной над буртиком (23), открывается канал (15). Тампонажный состав, прокачиваясь в канал (15), растягивает резиновый уплотнительный элемент (19) пакера (8), тем самым обеспечивая уплотнение пакер (8) со стенкой обсадной колонны скважины (1). Далее в процессе закачки тампонажный состав поступает в перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12), а также в канал (16) верхнего пакера (9). Резиновый уплотнительный элемент (20) пакера (9) начинает растягиваться и уплотняться со стенкой обсадной колонны скважины (1). В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) пакеров (8) и (9) находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12) закачивается в пласт на границе ВНК (4).

После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ (7) от компоновки, и скважина (1) остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускается бурильная колонна (30) с фрезой (31), проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине (1) на поверхность (фиг. 4).

По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины (1) до кровли во до-изоляционного экрана (32) ставится цементный мост (33), в скважину спускается перфоратор (34) в нефтенасыщенную часть (2) пласта (фиг. 5), скважина (1) перфорируется и выводится на режим.

Описание к рисункам:

1 - скважина;

2 - нефтенасыщенная часть пласта;

3 - водонасыщенная часть пласта;

4 - ВНК;

5 - перфоратор;

6 - перфорация

7 - НКТ;

8, 9 - пакеры надувного действия;

10, 11 - муфтовые соединения;

12 - перфорированный патрубок;

13, 14 - корпусы пакеров;

15, 16 - каналы в виде отверстий;

17, 18 - полости;

19, 20 - резиновые уплотнительные элементы;

21, 22 - стопорные кольца;

23 - буртик;

24 - пружина;

25 - подвижная втулка;

26 - выступ;

27 - седло

28 - шар;

29 - направление закачивания тампонажного состава

30 - бурильная колонна;

31 - фреза;

32 - водоизоляционный экран

32 - водоизоляционный экран;

33 - цементный мост;

34 - перфоратор

Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины, ожидание времени затвердевания цемента, спуск перфоратора до уровня ВНК, проведение перфорации, спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК, после спуска компоновки производится сброс шара в НКТ, производится закачка тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ, в процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК, после проведения работ по закачке тампонажного состава производится отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ, после этого в скважину спускается бурильная колонна с фрезой, проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине на поверхность, по окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставится цементный мост, в скважину спускается перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта, скважина перфорируется и выводится на режим.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу предупреждения притока подошвенных вод в горизонтальном участке нефтедобывающей скважины малой протяженности.

Предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ограничения и изоляции водопритоков. Технический результат - повышение эффективности и надежности изоляции зон водопритоков за счет возможности сохранения коллекторских свойств продуктивной части ствола.

Скважинный инструмент для перфорации стенок скважины включает последовательно установленные на ГКНТ и гидравлически сообщенные гидропескоструйный перфоратор, один порт которого связан с ГКНТ, а другой - с гидравлическим инструментом настройки и пакер-пробкой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах, а также в подземных трубопроводах.

Группа изобретений относится к извлечению нефти, газа или минералов. Технический результат – мониторинг и контроль за забоем скважины.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности. Способ строительства многоствольной скважины, характеризующийся тем, что бурят основной ствол скважины от поверхности земли до пласта, забуривают боковой ствол из ранее пробуренного основного ствола, по завершении его бурения спускают в боковой ствол обсадную колонну, оборудованную в верхней части узлом для формирования многоствольного «стыка» не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при дегазации углепородного массива скважинами, пробуренными из горных выработок. Техническим результатом является снижение подсосов воздуха из горной выработки в рабочую часть дегазационной скважины через углепородный массив.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к скважинному устройству активации скважинного инструмента и способу его использования. Активирующее устройство (10) для активации скважинного инструмента содержит верхний переводник (12), нижний переводник (14), наружную муфту (16) с окном (18) и внутреннюю муфту (20) с окном (22).

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.

Группа изобретений относится к области бурения многозабойных скважин, в частности к устройствам для создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра основного ствола скважины.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод. Способ эксплуатации месторождения углеводородов включает вскрытие пласта кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, и выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции. На начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза. При обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше. Горизонтальная скважина продолжает работать в заданном технологическом режиме. Достигаемый технический результат – одновременная равномерная обработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ. Способ включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта. Спускают обсадную колонну, проводят работы по цементированию и креплению ствола скважины. Ожидают затвердение цемента. Спускают перфоратор до уровня ВНК, проводят перфорацию. Спускают компоновку на насосно-компрессорных трубах, состоящую из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки производят сброс шара в НКТ. Закачивают тампонажный состав в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии. Тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава производят отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускают бурильную колонну с фрезой. Разбуривают компоновку. Вымывают металлическую стружку и остатки тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставят цементный мост. В скважину спускают перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта. Скважину перфорируют и выводят на режим. 5 ил.

Наверх